Die Auktion für Offshore-Wind-Flächen brachte erheblich weniger ein als in den Ausschreibungen zuvor. Der Offshore-Windverband BWO nennt Gründe.

 

Total Energies hat in der jüngsten Ausschreibung der Bundesnetzagentur die Offshore-Wind-Fläche N-9.4 in der deutschen Nordsee ersteigert. 180 Millionen Euro zahlt der französische Energiekonzern für die Nutzung der Fläche mit einer geplanten Netzanschlusskapazität von 1.000 MW. Bis 2032 sollen die Windkraftanlagen ans Netz gehen. Für den Bundesverband Offshore-Windenergie (BWO) ist die Auktion ein Warnsignal.

In einer Online-Pressekonferenz am 17. Juni wies BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm darauf hin, dass bei früheren Ausschreibungen erheblich mehr Geld für die Sicherung von Flächen in der deutschen Nordsee bezahlt wurde. So wurden 2023 für vergleichbare Offshore-Flächen noch über zwei Millionen Euro pro MW aufgerufen, nun lag der Preis in der jüngsten Auktion bei 180.000 Euro pro MW.

„Das derzeitige Auktionsverfahren wird den wirtschaftlichen Realitäten nicht mehr gerecht“, sagte Thimm. Das sehe man nicht nur am Preis, sondern auch daran, dass sich in der jüngsten Auktion viel weniger Anbieter auf Null-Cent-Gebote einlassen wollten. Neben Total Energies war dies lediglich ein weiteres Unternehmen. Bei früheren Ausschreibungen seien es bis zu neun Anbieter gewesen, die ein Null-Cent-Angebot abgegeben haben, so Thimm.

Bei einem Null-Cent-Gebot verzichten Bieter auf eine garantierte staatliche Einspeisevergütung und finanzieren den Offshore-Windpark ausschließlich über den Stromverkauf am Markt. Die Auktion der Fläche N-9.4 war das dritte dynamische Gebotsverfahren. Unternehmen mussten zuvor mitteilen, ob sie mit einem Null-Cent-Gebot am Verfahren teilnehmen. Danach folgte das mehrstufige Bieterverfahren, bei dem der Zuschlag an das höchste Zahlungsgebot ging, in diesem Fall an die Franzosen.

Als Gründe für die mäßige Begeisterung an der eigentlich lukrativen Fläche nannte der BWO-Chef unter anderem die Pflichten für den Windparkentwickler und -betreiber durch die Vorgaben der Bundesnetzagentur. Vor allem das verpflichtende „Overplanting“ – auch Überbauung genannt – und die starren Realisierungsfristen bei der Errichtung mit möglichen Strafzahlungen nannte Thimm als Hürden.

Überbauung kostet den Entwickler viel Geld 
Zwar habe es auch früher bereits die Möglichkeit der Überbauung gegeben. So wurden zuvor bei einem 1.000-MW-Windpark auch schon mehr Anlagen errichtet, als für die 1.000 MW benötigt, um beispielsweise Ausfälle bei Wartungen von Windkraftanlagen zu kompensieren. Das Problem nun: Die Bundesnetzagentur macht nun verpflichtende Vorgaben zum Overplanting in Höhe von 10 bis 20 Prozent. Thimm: „Die Unternehmen wissen selbst am besten, wie sie das Overplanting kalkulieren, im Gegensatz zur Bundesnetzagentur.“

Für Total Energies bedeutet dies, dass bei einer Überbauung von 20 Prozent auch 20 Prozent höhere Kosten für den Windpark anfallen. Total Energies müsse die „Fläche mit 10 bis 20 Prozent mehr installierter Leistung ausstatten als über das 1.000-MW-Kabel maximal abtransportiert werden könne“, so der BWO. „Das steigert zwar die Effizienz der Netzanbindung, erhöht aber die Investitionen auf Windparkseite deutlich.“

Ein weiterer Kritikpunkt an den Behörden sind zudem die starren Realisierungsfristen und damit verbundene Strafzahlungen. Sollte der Windpark zu spät ans Netz gehen, drohen erhebliche Pönalen. Thimm findet die Strafzahlungen überzogen. Kein Entwickler eines Windparks verzögere den Bau. Im Gegenteil, die Unternehmen wollen so schnell wie möglich Geld damit verdienen.

Was sie allerdings nicht beeinflussen können, sind gestiegene Risiken durch geopolitische Spannungen und Lieferengpässe. Diese seien in den vergangenen Jahren gestiegen. Die neuen Vorgaben und die Risiken „schlagen sich in den im Vergleich zu den Vorjahren deutlich geringeren Auktionserlösen und lediglich zwei Null-Cent-Geboten nieder“, so Thimm.

Der BWO griff in dem Zusammenhang seine Forderung nach Contract for Differences (CFD) für die Betreiber von Offshore-Windparks wieder auf. Sie würden die „Attraktivität des deutschen Marktes für Investoren langfristig sichern“.